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1、浙江千岛湖抽水蓄能电站的规划方案一；综合说明千岛湖抽水蓄能电站工程位于浙江省 淳安县大墅镇境内， 电站靠近浙西负荷中心，距金华、兰溪、衢州的直线距离分 别为93km、72km和40km，地理位置较为优越。电站拟接 入金华500kv双龙变电所，电气距离约80km左右。千岛湖抽水蓄能电站工程为日调节纯抽水蓄能电站，其 开发任务是作为浙江电网主力调峰电源之一，为系统承担调 峰、填谷和提供事故备用，同时还承担系统的调频、调相等 任务，以缓解系统严重的调峰矛盾，改善系统火电、核电机 组运行状况，提高系统供电质量，为电网安全运行提供保证。华东电网自2001 年4月开始进行华东三省一市抽水蓄能 电站选点规划
2、，先后开展的浙、皖、苏三省抽水蓄能电站选 点查勘，提出了华东电网抽水蓄能电站查勘报告 ，完成 了若干抽水蓄能电站规划阶段的勘测设计工作。 2003年6月 淳安县凤林港水电开发总公司和中国华能集团公司委托华 东院对浙江千岛湖抽水蓄能站址，开展选点规划阶段的勘测 设计工作。于 2003 年 11 月完成千岛湖抽水蓄能电站工程 选点规划报告。于2004年3月完成野外勘探、测量、试验 工作， 2004年5月完成各专业设计等工作。测量方面完成工 程区1:5000地形图，上、下库和料场1:2000地形图；地勘 方面通过钻探、物探和 坑探等手段完成相应范围的地质勘 察工作，提出了工程区地质平面图，上下水库大
3、坝、库盆、 输水系统、厂房等主要地质剖面图；设计方面在调查研究的 基础上，论证了电站建设的必要性，比较了电站装机规模、 枢纽布置、上下水库坝型、上库防渗型式、输水系统布置方 式等；进行了装机规模比较，初步论证了上、下库各特征水 位和机组选型，开展了水库淹没与建设征地实物指标调查， 在调查的基础上开展环境影响评价和水土保持方案设计，并 认真结合本工程的自然条件特点进行了枢纽布置设计、施工 总布置设计等各方面的工作。二； 站址概况 千岛湖抽水蓄能电站位于浙江省淳安县大墅镇上坊溪， 距新安江镇约78km，距淳安县城约60km，距大墅镇8km。 上坊溪发源于白马乡与上坊乡交界的黄泥岭，自南向北流经 上
4、坊、岭干，于王家排流入新安江水库。主流长18KM，流 域面积68km2o木工程下库坝址在上坊溪岭干村上游峡谷中， 坝址以上集水面积50. 0km2,河长12. 2km，河道比降32. 8%。 上库坝址位于上坊溪支沟上，坝址以上集水面积 0. 821km2， 河长1. 10km，河道比降530%。流域内树林茂密，植被良 好，水土流失较少。本电站枢纽主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂 房及开关站等建筑物组成。上水库位于上坊溪右岸的高庄村，为一天然形成的山间 盆地，库盆平面形态呈不规则的扇形，北、东、南三面环山， 西面为一窄的峡口，在此处筑坝形成上水库，设计正常蓄水 位500. 3m处，水库长约
5、1000m,宽度一般为400500m。库 周山顶高程一般在 550610m 之间，最高峰位于北岸，高程 为6180m。库周有六处山岙，其中北、东、南库岸有三处 山岙为库岸最低垭口，高程在525.95540.20m之间。库周地 形坡度一般2535库岸四周植被茂密，库底地面高程 425450m,呈平缓斜坡状，整个库盆内多被第四系覆盖，基 岩山露少。上库拦河 坝为混凝土面 板堆石坝，坝 顶高程 503.50m，主坝长632m，最大坝高91.5m。输水系统和地下厂房设在上坊溪右岸山体内。本工程上、下水库库底天然高差约250M，筑坝形成水库后平均发 电水头约为248.5M，输水洞线水平距离约1353.7
6、M，距高比 L/H 为 5.45，地形条件较为优越。引水系统采用二洞四机布 置，尾水系统采用单机单洞布置，引水洞洞径9.5M，尾水洞 洞径7.0M，输水系统总长1467.1M。地下厂房采用尾部开发方式，厂位置距下水库 415.2M， 上覆岩体厚度约190M。基岩岩性为细粒二长花岗岩，上部 为强弱风化，中下部以微风化新鲜基岩为主，岩质坚硬， 岩体完整性好。 500KV 地面开关丫布置在离下库进 /出口下 游约 70M 处，建基高程 250.80M。下水库坝位于上坊溪上，两岸山体走向与溪谷近平行 以南北走向为主，山体雄厚。坝型初步比较后推荐方案为混 凝土面板堆石坝，最大坝高80.5M，坝顶长度22
7、9M，左坝 头设开敞式溢洪道，堰顶高程244.7M，溢流净宽60M。木站址下水库集水面积50KM彳，年平均迳流量0.37亿 M3,能满足初期蓄水及正常运行对水量的需求。在环境影响 方面，没有制约本工程兴建的环境因素。本工程对外交通较便利，淳扬公路从大墅镇经过，可分 别至建德市和开化县的马金镇，与 320 国道和 205 国道相接。 淳安县城与大墅镇有公路相通，电站距建德市的岭后火车站 70.0KM，至工地公路等级为四三级。本工程施工组织设计充分考虑了枢纽建筑物布置特点 和工程施工条件，并参照国内已建、在建类似规模工程，编 制本工程施工总进度，各单项工程施工进度指标立足于国内 平均先进水平，拟采
8、用配套的先进施工机械设备，选择施工 管理水平较高的水电专业队伍施工，以确保施工总进度的实 施。本工程开工至第一台机组发电工期为 4 年 6 个月，总工 期 5 年 6 个月。三；建设必要性及工程开发任务1；地区经济与能源资源概况浙江位于我国东南沿海，地处长江三角洲南翼，全省土 地面积10.18KM彳，2003年底人口达4679.6万人。浙江省是 我国经济发达地区，是经济发展最快的省份之一。2003 年全 省国内生产总值 9200 亿元，按可比价格计算，比上年增长 14%，远高于全国的平均水平，人均生产总值达 19730 元，浙江省缺油少煤，水力资源在华东三省一市中相对较为 丰富，全省常规水力资
9、源蕴藏量6292MW，至2003年末， 全省已开发常规水电装机容量约4078MW，开发程度很高。 据勘查全省煤炭保有储量仅 1.1 亿吨，东海油气资源目前正 处于勘探之中，有一定的开发前景。2； 电力系统现状及电力发展规划（1）电力系统现状2002年底浙江省总装机容量16540MW（不包括新安江、 富春江水电站、天荒坪抽水蓄能电站、秦山核电站二期、秦 山三期4137.7MW，下同），其中6000KW 及以上电厂装机 容量14178MW。在6000KW 及以上电厂装机中：水电 1903MW，占 13.4%，火电 11975MW，占 84.5%，核电 300MW， 占2.1%。2002年统调电厂装
10、机容量10671MW，其中水电 967MW，火电 9404MW，核电 300MW。2002年全社会最高用电负荷15500MW，用电量1017.81 亿 KW.H（ 含天荒坪抽 水蓄能电站 抽水用电量 32.43 亿 KW.H），分别比2001年增长19.2%、19.1%，增幅居华东之 首、全国前茅。至 2002 年底，全省境内已有 500KV 输电线路 27 条 /2238KM, 500KV 变电所7座/975万千伏安。220KV 线路 231条/6611KM, 220KV公用变电所80座/2149万千伏安， 220KV 用户自备变电所 2座/28.95 万千伏安。（2）电力发展规划浙江省国民
11、经济发展迅速， 1981 年全省 GDP 为 204.5 亿元， 2001 年达到 6748 亿元，按可比价计算，年均增长率 为 13.0%，高于全国平均增长率 3.4 个百分点，已成为全国 经济最具活力、发展最快的省份之一。国民经济的快速增长 对电力生产提出了更高要求，同时也给电力发展提供了更大 的空间和机遇。根据浙江省电力公司 2003 年11 月编制的浙江省电力 发展“十一五”规划及 2020 年展望，浙江电网 2005 年全 社会最高负荷25400MW，需电量1640亿KW.H, 2010年全 社会最高负荷39000MW，需电量2450亿KM.H，“十五” “十一五”期间最高负荷年均增
12、长率分别为 17.0%和 9.0%； 用电量年均增长率分别为 17.1%、 8.4%、 2015 年全社会最高 负荷50000MW，需电量3060亿KW.H。“十二五”期间年均 增长率分别为 5.1%和 4.5%；2020 年全社会最高负荷 60000MW，需电量3600亿KW.H，“十三五”期间年均增长 率分别为 3.7%和 3.3%。根据浙江省电力发展规划， 2003 年到 2010 年全省境内 新增大中型发电电源装机容量28385MW，其中水电1395MW （桐柏分浙江710MW，滩坑600MW，华光潭85MW）,煤 电19320MW，燃气轮机4960MW，核电分浙江2710MW。 20
13、11 年2015 年新增规模 11640MW， 其中抽水蓄能 1200MW，煤电 5400MW，燃气轮机 3040MW，核电 2000MW。“十三五”规划投产项目9020MW，其中煤电7500MW，燃 气轮机 1520MW。到2010年底，三峡送电华东三省一市7200MW，分电 浙江容量1656MW；金沙江下游溪洛渡，向家坝2015年送 电华东四省一市（含福建）5488MW，川电东送2015年华东 三省一市容量为3500MW，金沙江下游和川电送电分配浙江 比例暂按其输送容量的 25%计。根据电力发展规划，浙江电网今后建设的火电主要为 300MW 及以上的大容量机组，现有小火电机组将逐步退役。1
14、.3.3 浙江电网和华东电网2015、2020 年电力市场空间及调 峰容量分析浙江电网 2015、2020 年电力电量平衡以及调峰容量平 衡结果表明：考虑区外送电后， 2015 年、2020 年省内装机 规模分别需达到62424MW、75078.2MW，因此浙江电网已 建，在建和待建电站装机尚不能满足 2015 年、 2020 年的用 电需求，浙江电网 2015 年、 2020 年的电力缺口分别约为 8873.6MW、17875.8MW，可见浙江电网装机容量空间充实； 如网内火电机组按调峰幅度 35%调峰，2015 年、2020 年电 网夏季调峰缺口分别为3910MW、5452MW，电网仍需继
15、续 配备适量的调峰电源。根据地区能源资源状况和电力发展规 划，西部大开发、西气东输战略，结合经济比较，考虑煤电 综合调峰幅度，煤电年利用满小时，系统总耗煤量等综合指 标，经综合分析认为：新增 1800MW 方案，其煤电调峰幅度 夏季为37.95%，冬季为36.74%，煤电利用小时为5530h。2015 年前除已、在建抽水蓄能规模 1290MW 外，浙江电网新增抽 水蓄能1800MW左右，总规模3000MW左右是经济合理的； 20162020 年在 2015 年基础上，浙江电网再增 1000MW 左 右抽水蓄能电站也是经济合理的 .根据华东电网 2015、 2020 年电力电量平衡成果分析， 华
16、东三省一市远景发电装机需求量较大，即使规划建设的水 电、煤电、燃气轮机、核电和区外来电如期实现，华东电网 2015年、2020年装机缺口分别为3533MW 和60536MW。经 过对华东电网 2015、 2020 年调峰容量平衡的抽水蓄能需求 初步分析，结合煤电调峰幅度，华东电网 2015 年抽水蓄能 总规模选择 11000MW 左右比较合理（除已建、在建及响水 涧外， 2015 年前再新增 5000MW 左右），煤电夏季综合调峰 幅度 40.65%，冬季综合调峰幅度 35.33%，煤电装机利用小 时4941h。2020年抽水蓄能总规模选择15000MW左右比较 合理（2015 年至此 2020 年新增 4000MW 左右），煤电夏季 综合调峰幅度 41.26% ，冬季综合调峰幅度 34.31% ，煤电装 机利用小时数 5171h。三；建设千岛湖抽水蓄能电站工程的必要性根据上述分析，无论是浙江电网还是华
